渤海灣盆地惠民凹陷臨南洼陷沙河街組現今超壓分布特征及成因

霍智穎，何 生，王永詩，郭小文，朱鋼添，趙 文

(1.中國地質大學(武漢) 構造與油氣資源教育部重點實驗室,武漢 430074；2.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257015)

含油氣盆地深部超壓現象常與盆地內成熟烴源巖層系有關，超壓對油氣運移和油氣藏形成有重要影響，也是鉆井工程安全所關注的重要參數[1-4]。關于超壓成因分類，目前較多使用的是BOWERS(2002)[5]的分類，將超壓成因概括為欠壓實、流體膨脹、側向傳遞和構造擠壓等，其中流體膨脹包括熱作用、生烴作用和黏土礦物轉化作用。對于張性盆地，欠壓實和生烴作用是大規模超壓的主要成因。臨南洼陷是渤海灣盆地濟陽坳陷惠民凹陷中勘探程度最高的次級洼陷，也是惠民凹陷油氣資源最豐富的地區，其面積約為1 300 km2，探明地質儲量約為2.6億噸[6]。已有研究認為，臨南洼陷古近系沙四段和沙三段發育一定的超壓，沙四段和沙三段發育單一弱超壓系統，超壓發育與成熟烴源巖分布區有關，超壓幅度受烴源巖埋深、厚度和熱演化影響[7]。也有學者認為，臨南洼陷泥巖超壓主要是欠壓實成因，生烴增壓貢獻不明顯，砂巖超壓是泥巖欠壓實超壓傳遞的結果[8]?？梢钥闯鰧τ诔瑝撼梢虻恼J識還沒達成共識，在臨南洼陷深部超壓發育特征以及控制因素方面的研究還有待深入。本文利用鉆井、測井、地震、試油和測試等資料，對臨南洼陷古近系沙河街組砂巖實測超壓特征、泥巖和砂巖超壓測井響應、超壓分布特征以及成因進行系統研究，旨為臨南洼陷的油氣成藏研究和油氣勘探提供參考。

1 地質概況

臨南洼陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷惠民凹陷西南部，北以臨商斷層為界與滋鎮洼陷相鄰，南以夏口斷層為界與南部斜坡帶相連，東以林南斷層為界緊鄰林樊家凸起；臨南洼陷在臨商斷層和夏口斷層的控制下，呈NEE向的不對稱地塹式洼陷[6]，洼陷北部為中央斷裂帶(圖1)。臨南洼陷內新生界發育完整，自下而上為古近系孔店組(Ek)、沙河街組(Es)和東營組(Ed)，新近系館陶組(Ng)和明化鎮組(Nm)，第四系平原組(Qp)。沙河街組分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)；沙四段又分為沙四下和沙四上2個亞段，沙三段分為下、中、上3個亞段。沙四上亞段和沙三中—下亞段為臨南洼陷主要烴源巖層系。沙四上亞段主要由深灰和灰褐色泥巖組成；沙三段下亞段主要為深灰色泥巖、粉細砂巖和棕褐色油頁巖；沙三中亞段以暗色泥巖為主。

圖1 渤海灣盆地惠民凹陷構造綱要和臨南洼陷研究區及典型鉆井位置Fig.1 Structural units of Huimin Sag and studied area with typical drill sites in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

2 實測壓力特征

鉆桿測試(DST)實測壓力是直接反映地層壓力狀態的有力證據[9]。根據前人研究[10]，超壓帶地層水的礦化度(TDS)分布在5.01～102.87 g/L，地層水主要為CaCl2型，換算得到地層水密度約為1.004～1.072 g/cm3，靜水壓力梯度為0.98～1.05 MPa/hm，平均值約為1.02 MPa/hm。本文采用壓力系數1.2作為常壓系統與超壓系統的界限。通過對臨南洼陷有DST實測壓力資料的255口鉆井的630個實測壓力值進行統計，實測壓力點絕大多數顯示為常壓，壓力系數在0.9～1.1，沙三、沙四段少部分測壓點為超壓(圖2)。

臨南洼陷不同鉆井沙三、沙四段砂巖儲層DST實測超壓點共有12個。沙四段砂巖2個實測超壓點分別在商745井和夏381井，深度為3 005 m和4 022 m；實測壓力為41.62 MPa和62.56 MPa，剩余壓力為10.97 MPa和21.54 MPa，壓力系數為1.36和1.52，屬中等超壓。沙三段砂巖有8口鉆井共10個測壓點，實測壓力主要為弱超壓，深度范圍為3 517～4 355 m；實測最小超壓點和最大超壓點的深度為3 632～3 844 m，實測壓力為45.00～69.66 MPa，剩余壓力為7.95～30.45 MPa，壓力系數為1.21～1.78。夏941井在深度3 844 m沙三段砂巖壓力系數為1.78，屬強超壓測點；沙二段和沙一段砂巖儲層壓力系數介于0.9～1.1，不發育超壓。

3 泥巖和砂巖超壓測井響應

DST實測壓力可以得到滲透性巖層的壓力和溫度等信息，能夠直接反映測試層段的地層壓力狀態[11]，但是不能得到大套地層的縱向連續壓力分布剖面，而且在泥巖層段一般不能進行DST測試。因此需要利用地球物理測井資料研究泥巖和砂巖層段的超壓縱向連續響應特征[12]，并結合砂巖層段DST測試進一步識別超壓帶[13-14]。已有研究表明，超壓帶一般具有高聲波時差特征[4]，電阻率測井對超壓的響應較復雜[15]，密度測井對于欠壓實成因的超壓帶表現為異常低密度值[16]。

臨南洼陷部分鉆井揭示沙河街組泥巖和砂巖均發育超壓，砂巖與泥巖層段的壓力狀態密切相關，砂巖超壓源于泥巖；砂巖超壓常是泥巖中超壓流體向砂巖傳遞的結果，砂巖中的超壓幅度常小于或者接近泥巖中的超壓幅度，這取決于砂泥巖之間的接觸特點、流體傳遞和交換能力以及超壓平衡時間[17]。泥巖中的超壓可利用Eaton公式的測井數據與超壓的經驗關系計算得到。通常泥巖預測壓力需利用實測壓力校正，考慮泥巖與砂巖中的超壓接近平衡，則泥巖層的預測超壓可近似作為砂巖層的超壓狀態。本文采用Eaton法[18]，基于泥巖聲波時差和DST資料，計算了臨南洼陷鉆井泥巖層縱向的壓力變化。Eaton公式如下：

(1)

圖2 渤海灣盆地臨南洼陷沙河街組砂巖鉆桿測試(DST)實測地層壓力與深度關系Fig.2 Relationship between measured pressure and depth from drill stem test (DST) dataof sandstones in Shahejie Formation, Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

式中：N為Eaton指數；Pp為孔隙流體壓力，MPa；P0為靜巖壓力，MPa；Ph為靜水壓力，MPa；Δti為某深度實際的聲波時差值，μs/m；Δtn為某深度正常壓實趨勢聲波時差值，μs/m。臨南洼陷擬合得到的正常壓實趨勢的聲波時差與深度(h)的關系為：

Δtn=645.87e-0.000 302h

(2)

根據多口鉆井泥巖預測壓力與實測壓力對比，臨南洼陷計算泥巖層壓力時Eaton公式中的指數N應取值為2.0。

由泥巖和砂巖聲波時差，泥巖電阻率、密度、井徑等測井數據和預測壓力與深度的關系(圖3)可知，夏941井的超壓頂界面深度在3 350 m，從此深度至井底4 300 m，泥巖聲波時差偏離正常壓實趨勢，出現高聲波時差異常，超壓系統從沙三上亞段底部至沙四段，在深度3 844 m沙三下亞段砂巖DST實測地層壓力為69.66 MPa(剩余壓力為30.45 MPa)，壓力系數為1.78，對應泥巖聲波時差估算的最高超壓點。夏941井砂巖聲波時差也出現偏離正常壓實趨勢，幅度與泥巖相當或略小。夏942井的超壓頂界面深度在3 435 m，從此深度至井底4 000 m泥巖聲波時差偏離正常壓實趨勢，出現高聲波時差異常，超壓系統從沙三中亞段頂部至沙三下亞段底部，在深度3 632 m和3 788 m處，有DST實測地層壓力值分別為45.00 MPa和47.63 MPa，壓力系數分別為1.21和1.23，泥巖聲波時差對應的最高超壓位置預測的壓力系數約為1.8。同樣夏942井砂巖聲波時差也出現偏離正常壓實趨勢，幅度與泥巖相當。臨南洼陷發育超壓帶的2口典型鉆井泥巖電阻率值對應高值帶，泥巖密度值為正常趨勢。在超壓頂界面以下，泥巖聲波時差隨深度增大后又隨深度減小，砂巖聲波時差變化趨勢與泥巖聲波時差相近；超壓帶泥巖電阻率隨深度先增加后減??；超壓帶泥巖密度隨深度有所增加，但沒有明顯的異常趨勢(圖3)。超壓測井響應顯示，臨南洼陷超壓帶主要發育在沙四上亞段至沙三中—下亞段。夏942井的井徑測井顯示在沙三中亞段下部有一定的擴徑，可能使得泥巖和砂巖的高聲波時差異常趨勢有所變大。

圖3 渤海灣盆地臨南洼陷夏941井和夏942井泥巖與砂巖超壓測井響應及壓力預測Fig.3 Response characteristics to overpressure in mudstones and sandstones with predicted pressuresin wells Xia 941 and Xia 942, Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

4 超壓剖面和平面分布特征

4.1 超壓剖面分布特征

選取臨南洼陷12口鉆井做連井超壓剖面分布圖，通過Eaton公式對各鉆井縱向泥巖的壓力特征進行了計算，分析連井剖面超壓帶縱向分布層位、超壓發育幅度和超壓頂底界面深度。由圖4可見，臨南洼陷縱向上超壓帶為單超壓系統，超壓帶主要發育層段為沙三中、下亞段，深洼帶范圍超壓帶可下延至沙四上亞段；深洼帶超壓幅度較大，深度約為3 000～4 500 m，夏941井3 844 m處的實測壓力系數為1.78。洼陷北西側近中央斷裂帶邊緣的田306井，在3 600 m處的預測壓力系數約為1.3。中央斷裂帶的田26井區沙三中亞段發育弱超壓，深度在2 700～2 900 m。剖面整體上超壓帶的頂界面深度在2 700～3 500 m，超壓帶的底界面深度在2 900～4 500 m，超壓帶的厚度約為200～1 000 m。

臨南洼陷剖面超壓分布受構造部位和斷裂的影響，中央斷裂帶沙三中、下亞段烴源巖埋深較淺，超壓帶發育深度變淺且幅度小。由于陡坡帶和曲堤地壘帶為構造高部位和斷裂的泄壓地區，使得地層壓力趨于常壓。砂巖含量也是臨南洼陷超壓分布的重要影響因素。對沙三段巖性錄井完整的5口典型超壓鉆井砂地比進行統計可知，超壓發育幅度較大的超壓段砂地比約為0.006～0.033，泥巖相對較發育；超壓發育幅度較小的超壓段砂地比約為0.128～0.323，砂巖相對較發育。該剖面上超壓帶的頂界面深度大于烴源巖生油門限深度，即當Ro等于0.5%時的深度為2 500 m，且隨烴源巖埋藏深度的變化而變化(圖4)。

4.2 超壓平面分布特征

根據臨南洼陷227口鉆井的聲波測井數據，利用Eaton法計算地層壓力，繪制臨南洼陷超壓頂界面深度等值線圖(圖5)和沙三—四段地層壓力系數平面等值線圖(圖6)。由圖5顯示，臨南洼陷超壓頂界面深度為2 500～3 700 m，大部分地區包括北部中央斷裂帶超壓頂界面深度為2 500～3 500 m，在深洼中心相對較深，大于3 500 m。由圖6可見，平面上超壓帶分布在臨南洼陷中心和中央斷裂帶，洼陷中心超壓幅度和超壓分布范圍較大。臨南洼陷街206井—夏941井—夏962井區超壓較發育，街206井的計算最大壓力系數為1.41，夏941井的實測最大壓力系數為1.78，夏962井的計算最大壓力系數為1.32。中央斷裂帶相對較高的超壓區分布較分散，由西到東依次發育4個小的相對超壓高值區。

圖4 渤海灣盆地臨南洼陷盤22井—曲古2井連井壓力系數和超壓帶發育位置剖面位置見圖5。Fig.4 Overpressure distribution superimposed on oil reservoirs crossing wells Pan 22 to Qugu 2 in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

圖5 渤海灣盆地臨南洼陷超壓頂界面深度平面分布Fig.5 Plane distribution of the upper overpressure interface depth in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

圖6 渤海灣盆地臨南洼陷沙三、四段超壓帶泥巖、砂巖預測壓力最高值壓力系數平面分布Fig.6 Plane distribution of maximum predicted pressure coefficients of mudstones and sandstonesin the overpressure zone of the third and fourth members of Shahejie Formation in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

5 超壓成因分析

臨南洼陷是惠民凹陷的一個次級洼陷，處于拉張應力背景下。有學者認為[19]，以拉張應力為主的盆地超壓成因主要有欠壓實作用和生烴作用2種，欠壓實和生烴作用發育于不同的成巖階段和埋深時期。已有研究認為[20]，欠壓實形成于埋藏較淺(小于2～3 km)的壓實成巖作用階段，生烴作用形成在埋深較大(大于2～3 km)的深層成巖作用階段。生烴增壓的深度與地溫梯度、成熟烴源巖埋深和地層巖性及超壓封閉有關，地溫梯度較高的地區2種超壓成因的深度可能會有部分重疊[21-22]。本文通過烴源巖成熟度、碳酸鹽和硅質礦化帶與超壓帶的關系以及砂巖儲層試油結果等方面，來分析臨南洼陷的超壓成因。

5.1 烴源巖成熟度與超壓帶分布的關系

根據臨南洼陷有機質成熟度與深度的關系(圖7a)，臨南洼陷烴源巖生油門限深度為2 500 m(Ro=0.5%)，超壓帶發育深度為2 500～4 500 m，對應的烴源巖鏡質體反射率(Ro)約為0.5%～1.5%，烴源巖有機質主要處于成熟的液態油生成階段。根據巖石熱解分析結果，烴源巖的殘余烴含量(S1)在深度2 500 m開始顯著增大，3 000～4 000 m為高值范圍(圖7b)，大約對應Ro為0.6%～1.2%，與泥質烴源巖的高電阻率有一定的對應關系(圖3)。該深度范圍正是洼陷中心超壓帶幅度較大的深度范圍。有研究[23]表明，烴源巖超壓流體幕式排放可造成其附近砂巖孔隙中的孔隙壓力和水化學環境發生周期性變化，進而發生一系列水—巖反應，導致碳酸鹽和石英膠結物沉淀。臨南洼陷超壓帶范圍的砂巖碳酸鹽和硅質膠結物含量明顯增大(圖7c, d)，碳酸鹽和硅質礦化作用較顯著，說明該深度帶泥巖中的超壓流體向砂巖充注活躍。也有學者[24-25]根據近20種地球化學指標認為，臨南洼陷烴源巖主要生油階段的埋深為3 000～4 200 m，也說明臨南洼陷超壓帶發育的深度與烴源巖的主生油階段的深度相重疊。

圖7 渤海灣盆地臨南洼陷烴源巖鏡質體反射率、巖石熱解S1含量、砂巖碳酸鹽和硅質膠結物含量與深度關系Fig.7 Variation of geochemical parameters of source rock and cement content vs. depth in Linnan Subsag, Bohai Bay Basin

5.2 砂巖儲層試油解釋結果

臨南洼陷沙三段48個實測或者預測結果為超壓砂巖層的試油解釋結果統計顯示，48個超壓砂巖層中25個為油層，8個為油水同層，8個為含油水層，7個為干層，超壓砂巖層一般為油層和含油層。

烴源巖成熟度與超壓分布的關系研究顯示，臨南洼陷超壓帶發育層位主要與深部沙三中、下亞段生油階段的優質烴源巖有關，洼陷深層的沙三段烴源巖處于成熟大量生油階段。烴源巖中因新生成的大量液態油導致泥巖孔隙流體壓力增加，并向砂巖儲層中充注含烴流體，致使泥巖超壓傳遞到砂巖儲層，造成砂巖儲層超壓發育，表現為現今的油層和含油層均發育超壓。臨南洼陷沙三段成熟烴源巖的生油作用是深層泥巖超壓的主要成因，砂巖超壓是烴源巖中烴類排出超壓流體充注的結果。雖然前述圖3中夏941井和夏942井在主超壓帶深度范圍密度略有減小，但對照泥巖實測有機碳含量(TOC)和巖石熱解S1可知，TOC可達1.23%～10.15%，S1可達1.83～8.15 mg/g，這種成熟的富有機質泥巖的電性可具有略偏小的密度、略偏大的聲波時差和較高的電阻率特征。因此，略偏小的泥巖密度很難主要與欠壓實相聯系，結合DST實測壓力證實其互層砂巖壓力為超壓，據此可判斷其泥巖應為超壓狀態，且主要為生油增壓所導致，泥巖的高聲波時差異常應該主要是由超壓引起的。由此推斷在臨南洼陷深層，如果仍然認為存在一定程度的泥巖欠壓實，則僅可能是引起深層超壓的次要因素或對深層超壓的貢獻很小。

6 結論

(1)臨南洼陷砂巖實測超壓的深度為3 005～4 355 m，剩余壓力為7.95～30.45 MPa，壓力系數為1.21～1.78；超壓帶內泥巖和砂巖測井響應特征表現為高聲波時差值。

(2)臨南洼陷超壓帶主要發育在沙四上亞段至沙三中、下亞段；超壓帶發育深度較大，主要介于3 000～4 500 m，超壓頂界面深度為2 500～3 700 m；超壓帶主要分布在洼陷中心區和中央斷裂帶，壓力系數大于1.4的中—強超壓區分布范圍較小，中央斷裂帶發育若干小的超壓區。

(3)臨南洼陷超壓分布受烴源巖埋深、砂巖含量、構造部位、斷裂帶等因素的影響，超壓帶主要發育層位和分布區與成熟烴源巖層位和發育區相吻合；深部沙三、四段泥巖和砂巖超壓，分別與成熟泥質烴源巖生油和含烴超壓流體向砂巖充注有關。